陕西某电厂1号机组2018.4.12非停事件分析

电力18讯：

 一、事件经过

（一）事故前工况

330kV系统为双母线固定联结接线方式：1、2号发电机分别经1、2号主变接入330kVⅠ、Ⅱ母;3300母联开关合闸。

330kVⅠ母：灞长I线3351开关合闸、1号机组3301开关合闸。

330kVⅡ母：灞长Ⅱ线3352开关合闸。2号机组3301开关分闸，33021Ⅰ母、33022Ⅱ母刀闸分闸，330217接地刀闸分闸。（附件1：330kV一次接线图）

330kV系统母线保护为双重化配置，分别配置国电南自SGB750和深圳南瑞BP-2B母线保护各一套。

4月12日16:30，1号机组负荷198MW，AGC、AVC投入，ABCD磨煤机运行，煤量90T/H、主汽压力13.81 MPa、主汽流量640T/H。

调度令2号机组于4月12日20时并网，4月12日16：30汽轮机定速3000r/min，联系省调同意合上2号发电机33022Ⅱ母刀闸。16:36:01， 2号机在DCS操作合上2号机33022Ⅱ母刀闸，因1号机组跳闸，终止2号机组后续操作。

（二）事故详细经过

2018年4月12日16:35:49，1号发电机出口开关3301跳闸，“3301开关跳闸、汽机负荷小于10％”光字发出。NCS盘面“SGB750装置母差动作”、“BP-2B装置母差动作”、“母联3300开关跳闸”、“灞长Ⅰ线3351开关跳闸”、“灞长Ⅱ线3352开关跳闸”信号发出，330kVⅠ、Ⅱ母线失压。

16:36，发现1号机转速上升至3087RPM，手动打跳 1号汽轮机(发电机跳闸，汽轮机未跳原因，见附件2)，锅炉MFT保护动作。

汇报省调并询问情况回复称：电网无异常。

16:37:02，手动打跳2号汽轮机，检查汽轮机转速下降，投旁路维持锅炉运行。就地检查33021刀闸、33022刀闸、3302开关、330227刀闸状态，检查母线保护动作情况。检查确认33021刀闸在分位、33022刀闸在合位、3302开关在分位、330227刀闸在分位，就地状态和远方显示一致。

根据母线保护动作报告，初步判断故障点在330kV GIS母线系统，组织检修和运行人员对GIS区域所有刀闸、开关状态进行检查，同时联系陕西省电科院、大唐科研院西北所试验人员和GIS厂家西开公司来厂进行技术支持。

经对GIS站气体组分检查时发现灞长I线33512刀闸A相六氟化硫气室压力显示为0.07Mpa（正常值不小于0.45Mpa），现场组织陕西省电科院、大唐科研院西北所试验人员和西开公司联合进行分析，初步判断为该气室SF₆气体压力降低，绝缘能力下降，导致33512刀闸A相对壳体放电，母差保护动作，可采用2号机零起升压对Ⅰ母进行试验，判断I母是否存在故障。向省调申请2号发电机零起升压判断母线故障点，省调要求提供我厂检查结果和零起升压方案。19:39，发电部上报省调后，省调令（1）330kVⅠ母热备用转冷备用、（2）330kVⅡ母热备用转冷备用，22:30，操作完毕。调度令可做2号发电机零起升压准备。

4月13日01:20，2号发电机组向330kVⅠ母零起升压试验正常。

03:04，灞长Ⅰ线3351开关由冷备用转检修。

04:40，330kVⅡ母母线由冷备用转检修。

07:30，合灞长Ⅱ线3352开关向330kVⅠ母倒送电成功。

07:53，2号发电机组与系统并列。

 

二、原因分析

（一）直接原因

330kV母差保护动作，跳开1号机组出口3301开关，造成１号机组非停。

（二）主要原因

330kV母差保护动作，立即对1、2号主变区域、330kV GIS区域设备进行检查，目视检查现场设备（套管、电缆头、避雷器、悬式瓷瓶）外观未见异常，联系陕西省电科院、大唐科研院西北所试验人员来厂对330kV GIS进行六氟化硫气体分析，因故障录波、母线保护动作显示为A相接地故障，对330kV I、Ⅱ母线上所有设备A相气室均进行气体分析，检查发现3351开关A相有微量SO₂成分（1.9ppm），同时发现33512刀闸气室压力显示为0.07MPa，其它气室检查均正常。现场组织陕西省电科院、科研院西北所试验人员和西开公司联合进行分析，初步判断为该气室SF₆气体压力降低，绝缘降低，导致33512刀闸A相对壳体放电，母差保护动作（见附件3、附件4），以上判断需解体33512刀闸A相气室后进一步确认。

三、暴露问题

1.运行巡回检查质量不高。

巡检在对GIS整个系统的巡回检查时间只有5分钟，没有逐一对各开关、刀闸的六氟化硫气室压力进行核对，巡回检查走过场。未能及时发现33512刀闸六氟化硫气室可能存在的泄漏情况，为此次非停埋下隐患。

2.运行巡回检查标准制定不细。

查GIS就地巡回检查记录本中，巡检针对运行设备只填写是否正常，而未填写六氟化硫气室压力的就地实际数值。难以判断设备的实际运行状况是否良好，无法及时发现和分析出可能存在的隐患。

3.设备部点检安全责任意识淡薄。

主观重视不够，认为GIS属于免维护设备，忽视了对该设备的管理，将设备安全依赖于设备本身的可靠性，盲目认为设备检修周期为12年，存在麻痹大意的思想。

4.检修管理不到位。

检修巡检不到位，查检修公司日常巡检记录不全，执行标准不高，未及时发现存在的异常现象。检修公司2号机组检修期间未对该设备进行检查。

5.点检巡检不到位。

该区域点检员点检不到位，未及时发现存在的异常现象，该区域设备点检失于管理。

6.隐患排查不到位。

该GIS压力低仅在就地汇控柜有报警光子，但该报警信号在NCS未发出，该信号传输回路也未进行检查。

四、防范措施

1.结合我厂三查三抓的专项活动，严格落实巡回检查制度，管理人员定期抽查巡回检查的质量。

2.巡回检查标准制定不细。

按照运行规程，完善巡回检查本的内容，细化检查项目。在检查项目栏填写重要参数。在每周安排一次全面细致的检查，并做好记录和运行分析。

3.结合330kVII母抢修，组织对GIS进行全面检查，重点检查每个气室的压力指示、报警装置、远传回路、气体组分，全面排查隐患，制定整改方案落实责任。

4.计划2019年安排1、2号机组全停，对GIS进行大修，严格按照设备说明书和检修规程管控检修质量，严把三级验收关。

将GIS检查纳入检修定期工作，重新修订检查标准，在每个汇控柜设置就地检查记录本，检修公司分级巡查，检修公司专业经理进行抽查。

5.立即加强GIS区域点检管理，严格按照点检标准进行设备点检和劣化趋势分析，点检长进行不定期抽查点检员日常点检是否正常进行。

6.结合330kVGIS抢修，对SF6继电器和压力回路报警装置进行排查，同时进行报警传动试验，确保报警回路动作正确、远传正常。

7.结合2019年GIS系统大修，对330kV GIS 进行技改，加装局放在线监测系统，动态监视各间隔运行状况，出现局放时及时预警，提升技防管理水平，避免事故扩大。

五、责任考核

根据电厂《安全生产工作奖惩管理标准》，定性为一类障碍，按照考核标准，相关责任人处理如下：

1.设备部电气点检丁某，未落实设备点检职责，进行设备劣化分析及时发现设备隐患。负1号机组非停的主要责任，考核1500元。

2.设备部电气点检长段某，对点检的日常工作和责任移交检查监督不到位，负1号机组非停的次要责任，考核1000元。

3.检修公司变电班班长刘某，对设备的日常巡检不到位，班组巡检记录不全，设备状态底数不清，负1号机组非停的次要责任，考核1000元。

4.检修公司电气主管朱某，对班组的巡检管理、对班组的设备台账未及时抽查。负检修技术管理责任，考核600元。

5.发电部300MW二值巡检雷某某，责任心不强，巡回检查不认真，未能及时发现隐患，负1号机组非停的次要责任，考核1000元。

4.发电部300MW二值机组长段某某，对班组人员的巡检质量监督不严，负班组管理责任，考核600元。

5.发电部300MW二值值长孟某，负值际管理责任，考核500元。

6.检修公司副经理禹某，对班组管理要求不严，检修巡检监督不到位，负检修专业技术管理责任，考核400元。

7.检修公司经理杜某，负部门管理责任，考核300元。

8.检修公司党支部书记徐某某，按照“党政同责”的原则，负部门管理责任，考核300元。

9.发电部副主任张某某，分管电气专业，负部门技术管理责任，考核300元。

10.设备部主任冯某某，负部门管理责任，考核300元。

11.发电部主任苗某，负部门管理责任，考核200元。

12.发电部党支部书记邓某某，按照“党政同责”的原则，负部门管理责任，考核200元。

13.设备部，做为此次非停的主要责任部门，暴露出设备技术管理，点检管理方面存在漏洞，考核设备部2500元。

14.检修公司，做为此次非停的次要责任部门，现场设备缺陷频发，设备底数不清，部门巡检管理不到位，考核检修公司1500元。

15.发电部，做为此次非停的次要责任部门，对巡回检查管理不严，考核发电部1000元。

16.总工程师林某某，负技术领导责任，考核500元。

17.生厂副厂长何某某，负领导责任，考核500元。

附件1：330kV电气一次接线图

附件2：1号发电机跳闸，汽轮机未跳原因分析 

事故前工况：1号机组CV3开度58.32%，CV4开度27.91%，CV1、CV2强制关完，负荷197.09MW。

16:35:49，3301开关跳闸信号发出，在发电机功率大于15%时，3301开关断开，动作快关汽轮机高、中压调门，2秒后全部关完，DEH由阀控方式自动切换为转速控制方式。因4月10日，CV1、CV2调门卡涩，为保证机组正常运行，手动强制CV1、CV2关完，CV4强制开启至28%，造成转速迅速上升至3087RPM。

16:36，手动打跳1号汽轮机组。

注：设置发电机出口开关断开动作快关高中压调门，是为了在保证机组运行中电气侧输出故障时，快速降负荷，避免机组超速。如果电气或外网仅为短时故障，可以不用停机停炉，若电气故障处理完毕，机组即可再次并网带负荷运行。

后经咨询厂家东电自控，DEH逻辑亦是如此设置。

 

附件3：330kV母线保护分析报告（国电南自SG-B750）

1.现象描述

330kV灞桥电厂330kV母线主接线形式是双母线，采用我公司的SG B750母线保护装置，版本1.03b（校验码EF1F），2018年4月12日16:33:37左右发生母线区内故障，SG B750母线保护I母差动动作。（时钟为SGB750母线保护装置时钟）

2.原因分析

故障时，支路1（3351灞长I线）和6（1号机3301开关）运行于I母，支路5（3352灞长II线）运行于II母。潮流情况为支路5电流（ia_5）经母联（支路11,ima）流向支路1(ia_1)，支路6（ia_6）也通过I母向支路1提供电流,如下图所示（以A相为例）

通过装置内部故障录波（图2）可以看到：

图2 故障录波图

现场版本的母线保护差动动作的条件为差流超过差动定值，制动系数超过0.3，同时为了提高可靠性，为防止直流电流和CT饱和等干扰，差动保护中差流有波形检测判据，该判据要求差电流要过零点且过零点附近差电流波形连续。正常情况（即使CT饱和），在电流过零点附近，因电流幅值较小，CT应该正确传变一次电流，保护也是通过电流过零点附近采样点进行CT饱和判断。而本次故障中，母联电流（图2中ima）在零点附近无法正确传变，导致保护出现如下行为：

I母：I母小差电流在第1个过零点（12ms）和第2过零点（22ms）时，因电流波形条件不满足，无法满足动作条件，在第3个过零点（32ms）时，I母所有差动条件满足，保护正确出口；

II母：II母小差电流在第1个过零点（10ms）、第2个过零点（21ms）和第3个过零点（32ms）附近，差电流波形均不满足动作要求，而故障后42ms时II母差动电流消失，因此II母差动一直没有动作。

因为计入差流的支路电流不同，以及母联电流流向的不同，导致母联电流的畸变对于I母和II母差电流的影响不同，所以两段母线保护动作行为不同。

3.结论

本次现场故障后SG B750母线保护的动作情况符合保护逻辑设计。建议现场重点对母联间隔进行相关检查。 

附件4：330kV母线保护分析报告（深圳南瑞BP-2B）

2018年04月12日16时29分44秒50毫秒， 330kV母差保护装置Ⅱ母A相差动保护动作出口，将母联及Ⅱ母上联接的元件切除，经过40ms后，Ⅰ母A相差动保护动作出口，将及Ⅰ母上联接的元件切除。（时钟为BP-2B母线保护装置本身时间）

现场330kV母线接线如图1所示：

图1 母线接线图

现场相关参数定值

 

类别		定    值			单位	整定值
		序号	名称	符号
母线差 动保 护	比率差动元件	1	差电流门坎值	Idset	A	0.4
		2	比率系数高值	KrH		2.0
		3	比率系数低值	KrL		0.5
	差动复合电压闭锁	4	低电压定值	UL	V	70
		5	零序电压定值	3U0	V	8
		6	负序电压定值	U2	V	6
	启动元件	7	电流突变定值	Δir	A	0.24

 录波波形

 

图2 母线保护装置录波波形

动作行为分析：

故障发生后，调取保护动作录波数据及事件记录进行分析，根据保护装置录波及记录分析如下:

2018年4月12日16时29分44秒左右，330kV母线上发生故障，故障发生时刻A相和电流（所有支路电流绝对值之和）均发生突变，均满足突变量启动门槛定值（0.24A），母线保护装置保护启动。根据母线保护装置调取的录波分析可知，录波显示Ⅱ母上的A相差电流先出现，且大于差电流门坎值，电压开放，满足差动动作条件，母线保护Ⅱ母差动动作出口，将母联及Ⅱ母上联接的元件切除。紧接着Ⅰ母上的A相差电流出现，同时大于差电流门坎值，电压开放，满足差动动作条件，母线保护Ⅰ母差动动作出口，将Ⅰ母上联接的元件切除。

分析结论：

根据母线故障波形及动作行为分析可知，本次故障属于母线区内故障，且Ⅰ、Ⅱ母A相均有较大的差电流，差电流远大于差电流门坎值，电压开放，保护满足动作条件，差动保护动作出口，迅速将母联及Ⅰ、Ⅱ母上联接的元件切除。

上述情况与现场装置逻辑原理一致，保护装置保护动作行为正确。